储能成本达到规模化应用拐点，今年储能应用将大爆发！
The following article is from 能源评论•首席能源观 Author 陈海生
不久前，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》中明确指出，将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2。
此外，《通知》更是对"新能源＋储能”、"水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量给出了明确的补贴额度，即给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。
习近平总书记说当今世界正经历百年未有之大变局。能源作为人类社会发展的基础，也经历着前所未有的革命。作为新一轮能源革命的支撑技术，储能行业已蓄势待发。
回顾2020年，储能产业及市场在技术成本、技术应用、商业模式等方面均实现了突破。
在技术成本上，2020年，储能系统中标价格低于1500元/千瓦时，达到了规模化应用的价格拐点；在技术应用方面，以百兆瓦级压缩空气储能项目、液流电池储能项目、锂电储能项目为代表的规模化储能项目开始批量出现；
在商业模式方面，可再生能源配置储能率先实现了共享模式和租赁模式的新尝试和新探索。
根据CNESA全球储能项目数据库的不完全统计，截止到2020年年底，中国已投运的电力储能项目累计装机容量（包含物理储能、化学储能和储热）达到33.4吉瓦，新增投运容量2.7吉瓦，2020年电力储能项目装机相比2019年大幅提升，同比增长136%。
2020年10月12日，临泽县清洁能源供暖供电电网配套工程建设现场，工作人员正在清洁供暖煤改电储能塔上进行设备安装调试
更重要的是，储能行业在2020年迎来了两项重大利好：
一是“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化” 两个“一体化”推进，让储能行业深度融入电力行业，并且正在发生重大变革，这必将加速技术进步和大规模应用；
二是我国提出的碳达峰、碳中和目标，让清洁能源储存消纳成为亟待解决的重要课题，储能行业的地位进一步提升。
在两项利好的作用下，2021年储能行业将会在探索如何支持低碳能源转型的细分场景应用下，应对各类场景和用户对技术与产品的挑战，同时构建商业模式，实现合理收益。
2020年：可再生能源配置储能成为行业共识
如果把2016年称为用户侧储能之年，2018年是电网侧储能之年，那么，2020年完全可以称为可再生能源发电侧储能之年。2020年，超过20个省市出台了鼓励可再生能源配置储能的政策机制，规划在建项目超过4吉瓦，
刚刚过去的一年，超过2/3的并网储能是由可再生能源发电场贡献的，成为储能未来并网项目的主要增长点。根据对市场信息的实时追踪情况来看，2020年上半年，全国有近20个省市相继出台了强制或鼓励可再生能源配置储能的政策文件，配置储能的比例为5%~20%不等，储能时长基本在1~2小时，这极大地促进了储能在新能源发电侧的规模化发展。华能、国家能源集团、国电投、华润等发电集团也纷纷发力，积极部署储能，开启各类光储和风储项目的招标和建设工作。当然，不仅仅是风光侧储能，电网侧储能与用户侧储能在2020年也取得了长足的进步。
电网投资电网侧储能项目虽然未能通过输配电价予以疏导，但储能在输配电环节的价值已获得普遍认可。
2020年，广义接受电网直接调度的源网荷侧储能项目中，既有电网侧联合储能系统或独立系统参与各类辅助服务，又有通过绑定风光发电资源在电网输配关键节点实施的储能投资，或以满足应急备用或配电增容替代为需求的项目应用，形成了“一切可被调用”的电网侧储能新模式。用户侧储能受限于收益的不足和不确定性，过去电池厂商很难参与。
2020年用户侧在综合能源的带动下，多个能源集团开始布局，同时2020年技术成本快速下降，使得用户侧储能项目投资价值出现，突破传统提到的成本拐点1500元/千瓦时。
此外，2020年有的区域已经开始深化电力需求侧政策、延伸调峰辅助服务结合可控负荷的成本优势，用户侧储能依然有希望成为未来最有竞争力的发展模式。
行业将受益于两个“一体化”
2020年8月国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，给2021年储能行业发展注入一针强心剂。
“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，通过适度增加一定比例储能，可以提升电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。
“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过“源网荷储”协同发展充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，激发市场活力。
目前，储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，其他新型的储能技术只有在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能，才有可能成为主流技术。
目前看，锂电池、压缩空气、液流电池、铅炭电池和储热（冷）技术是发展比较快的能量型储能技术，飞轮、超级电容是发展比较快的功率型储能技术。
最近几年，还出现了一些新技术，比如钠电池、锂硫电池、固态锂电池、热化学储能、液态金属、热泵储电等，这些新技术经过一段时间的发展，也有可能得到广泛应用。
作为最近两年发展迅速的锂电池储能，未来也将在两个“一体化”之中受益。预计2021年将会有越来越多的锂电池企业加大储能市场的投入，同时专注于储能锂电池的企业将纷纷进入扩产阶段，个别储能锂电池企业将冲刺上市并谋求更大发展。
同时2021年有关锂电池储能的安全性问题将上升到重要高度，锂电池储能项目将开始全环节执行技术标准，比如将锂电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中和事后技术监督检验流程。
“碳达峰、碳中和”带来重大机遇
储能行业的发展在2020年取得长足发展与清洁能源的关系密不可分，而中国2030年实现“碳达峰”、2060年达到“碳中和”的承诺，不仅仅是一句口号，更会落实在我国未来清洁能源发展的进程上，这是储能行业2021年发展的第二项重大利好。
落实“碳达峰、碳中和”的主要路径是大力发展可再生能源。2030年可再生能源装机达到12亿千瓦将是我国可再生能源发展的基本目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源。如此大规模的可再生能源装机，必然对我国能源行业特别是电力行业带来重大变革。
“碳达峰、碳中和”目标的提出，客观上要求电力供需两侧新能源发电比例会大幅提升。由于新能源具有随机性、波动性和间歇性，未来高比例新能源接入势必给电力系统的运行和调控带来诸多挑战。而在2021年各环节各场景的储能应用势必大量增加，这对促进新能源消纳、提升电力系统灵活性具有重要意义。
《新时代的中国能源发展》白皮书提到“推动储能与新能源发电、电力系统协调优化运行”是储能的主要应用领域。但同时市场机制不健全、缺乏成熟的商业模式都是制约各侧储能发展的主要因素。随着市场机制的完善和储能经济性的提高，用户侧市场化的竞争环境可能成为未来储能规模化发展的主要推动力。
为迎接新的发展机遇，2021年储能行业还需要从多方面做出努力。
一是从技术和产业层面，储能行业应严格把关技术质量，在做好做扎实安全的同时，逐步提高安全准入标准，杜绝出现影响整个行业的重大事故。
二是从成本和应用层面，储能行业应在技术进步和规模效应的作用下，快速实现成本下降，并最终实现“可再生能源+储能”平价目标。
三是在政策和市场机制层面，储能行业应对能够支撑新能源发展的储能给予绿证配额制等形式的政策倾斜，尽快形成支撑储能发挥多重功用的有效价格补偿机制，构建允许储能公平参与交易的市场环境。
来源：能源评论·首席能源观